CC BY
17
типликативного выбора надо иметь в виду, что если какой-то критерий для некоторого сценария равен нулю (например, отсутствие \ViFi дает 0), то, будучи сомножителем, он обращает интегральную мультипликативную оценку этого сценария в нуль. В этом случае указанный сценарий выпадает из анализа. Чтобы устранить этот эффект, все нулевые значения подобных критериев были скорректированы путем замены нулей на величины, обратные экспертным оценкам этих критериев. Таким образом, чем выше значимость подобного критерия, тем меньше будет его скорректированное значение и тем ниже мультипликативная оценка соответствующего сценария, у которого указанный критерий первоначально равнялся нулю.
Описанная модель принятия решений в условиях многокритериального выбора была реализована с помощью электронных таблиц EXCEL. Практическая апробация этой модели продемонстрировала ее адекватность и работоспособность. Предложенный подход к поиску наилучшего сценария реализации проекта позволяет:
существенно сократить временные затраты при анализе множества вариантов реализации проекта;
формализовать и упростить процедуру принятия решений в условиях множества критериев;
упорядочить работу группы экспертов и учесть их реальные возможности адекватно сопоставлять критерии различной природы;
максимально использовать всю объективную информацию для выбора оптимального варианта реализации проекта;
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
I. Ермаков A.B. Особенности мультисер-висной сети для системы обеспечения учебного процесса // Научно-технические ведомости СПбГПУ. Серия: Информатика, телекоммуникации, управление. 2008. № 6(69). С. 198-202.
2. Котов В.И. Анализ рисков инвестиционных проектов на основе чувствительности и теории нечетких множеств. СПб.: Судостроение, 2007. 128 с.
3. Андрейчиков A.B., Андрейчикова О.Н. Анализ, синтез, планирование решений в экономике. М.: Финансы и статистика, 2002. 368 с.
УДК 68.518.3:621.31 1
В. А. Гуса ров
АВТОМАТИЗАЦИЯ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ИНТЕГРИРОВАННОЙ АСУ
ЭНЕРГОРЕСУРСАМИ
Действующая нормативно-правовая база в области электроэнергетики предъявляет жесткие требования к качеству электрической энергии (ЭЭ) поставляемой потребителям. Один из основных показателей качества ЭЭ — отклонение напряжения от номинального значения, поскольку наиболее экономичная и надежная работа электропотребителей в большей или меньшей степени зависит от оптимального значения рабочего напряжения.
Отклонение напряжения от оптимального значения в сторону как понижения, так и повышения приводит к ухудшению условий работы, снижению производительности механизмов, сокращению срока службы электрооборудования и т. п. [2]. Так, при снижении уровня напряжения на 10 % вращающий момент асинхронных электродвигателей, пропорциональный квадрату напряжения, уменьшается на 19 %, следовательно, уменьшается и производительность
приводною механизма. В осветительных установках снижение напряжения на 5 % вызывает резкое снижение (на 17,5 %) световой отдачи ламп. Нежелательно и чрезмерное повышение напряжения, ускоряющее выход из строя осветительных ламп, нагревательных установок и другого электрооборудования.
Практические исследования в распределительных электрических сетях 0,38—10 кВ показывают, что в условиях эксплуатации электросетей обеспечить требования стандарта по установившемуся отклонению напряжения на выводах всех электроприемников без использования средств централизованного автоматического регулирования напряжения, установленных на трансформаторах в центрах питания (ПС 110-220/35/6-10 кВ). крайне затруднительно [3|.
С точки зрения обеспечения требований к качеству электроэнергии у потребителей на вторичных шинах понижающих трансформаторов необходимо добиваться 1,05—1,1 от номинального напряжения для режимов минимальных и максимальных нагрузок соответственно. При этом ограничивающими будут допустимые уровни напряжения по условиям работы изоляции, коронирования и по условиям регулирования напряжения в распределительных сетях. При повышении уровня напряжения улучшаются и другие показатели работы сети: снижаются активные и реактивные потери, увеличивается генерация реактивной мощности емкостью сети. Во многих случаях это одновременно приводит к некоторому увеличению пропускной способности линий.
Эффект от внедрения автоматического регулирования напряжения под нагрузкой (АРПН) заключается в автоматическом отслеживании изменений режима, более тщательном и своевременном, чем это могло бы быть сделано диспетчером. Настройки уставок регулятора АРПН позволяют обеспечить требуемый уровень напряжения.
Регулирование напряжения предлагается реализовывать на основе микропроцессорного устройства автоматического регулирования напряжения, выполняющего следующие основные функции:
регулирование напряжения на подстанциях в ручном или автоматическом режиме;
коррекция уровня регулируемого напряжения с учетом падения напряжения на линии электропередачи (встречное регулирование по току);
формирование импульсных или непрерывных команд управления электроприводами РПН:
блокировка регулирования (при неисправности электропривода РПН или цепей управления, при неисправности регулятора, при аварийных значениях напряжения и фазных токов, при наличии соответствующего внешнего релейного сигнала);
индикация текущих режимов и параметров; программирование режимов работы и задание уставок регулятора (местное управление);
программирование режимов работы, задание уставок и контроль состояния по последовательному интерфейсу типа 115232, ЯБ485 (дистанционное управление);
переключение набора уставок (местное управление, дистанционное управление или релейная команда);
диагностика электропривода РПН (контроль — положения моторного привода, исправности цепей управления, состояния температурного реле, температуры масла); самодиагностика.
Устройство осуществляет регулирование с коррекцией тока в питающей линии. Если такой коррекции нет, то регулятор, стремясь поддерживать постоянное напряжение у потребителей в случае уменьшения напряжения из-за увеличения потерь при росте нагрузки, произведет переключение регулировочного устройства силового трансформатора в сторону уменьшения коэффициента трансформации. Это вызовет увеличение тока в питающей линии и дополнительное увеличение потерь с дальнейшим уменьшением напряжения на зажимах силового трансформатора.
Исследования показали, что структуры и алгоритмы работы устройств микропроцессорного АРПН и автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АНИС КУЭ) сходны в части формирова-
нии и обработки информационных массивов. В связи с этим, две системы целесообразно объединить в единую — интегрированную автоматизированную систему управления энергоресурсами (ИАСУЭ).
Проблема состоит в том, что системы микропроцессорного АРПН и АНИС КУЭ производятся различными конструкторами, использующими различные комплектующие: программное обеспечение, каналы связи и датчики, хотя их функции дублируются. Это приводит к возрастанию затрат на проектирование, установку, обслуживание и эксплуатацию информационных систем, кроме того не во всех энергосистемах используются оба перечисленных комплекса. а зачастую в отдельности, что затрудняет контроль за энергоресурсами и оптимизацию режима работы электрических сетей по рабочему напряжению.
Таким образом, существующая ситуация создает предпосылки целесообразности создания единой интегрированной информационной системы, сочетающей функции диспетчерского учета и управления энергоресурсами в центрах питания электрических сетей промышленных предприятий.
ИАСУЭ подразумевает связанное, исполненное в едином информационном поле решение ряда задач, которые в конечном итоге приведут к повышению эффективности электрического хозяйства за счет рационального использования энергоресурсов и повышения эффективности работы служб эксплуатации электрических сетей.
Задачи, решаемые при комплексной автоматизации центров питания 35—110 кВ, определяются функциональными обязанностями персонала, которые включают:
оперативное диспетчерское управление электроснабжением;
учет электроэнергии и контроль показателей качества электроэнергии (ПК.Э);
определение и прогнозирование всех составляющих баланса электроэнергии; ведение базы данных оборудования; контроль и управление потерями электроэнергии.
Целесообразность комплексной автоматизации обусловлена тесной информационной связью указанных задач.
Степень соответствия функциональному назначению определяется степенью взаимной интеграции системы автоматики и АСУ. Наивысшая степень интеграции потенциально возможна, если система автоматики построена на микропроцессорной основе и подключается к АСУ по цифровому интерфейсу. Если система автоматики построена на электромеханической или микроэлектронной основе, ее подключение к АСУ возможно набором телемеханических сигналов. В этом случае реализовать технологический контроль и обслуживание по-средствам АРМ крайне затруднительно [1]. В этой связи система АРПН на основе микропроцессорного устройства и АИИС КУЭ имеют наивысшую степень интеграции.
Интеграция систем подразумевает формирование структурной схемы ИАСУЭ и создание принципов информационного взаимодействия ее компонентов. ИАСУЭ включает подсистему учета электроэнергии и подсистему управления микропроцессорного АРПН. Разработанная структура приведена далее на рисунке.
Интегрирующим звеном системы, обеспечивающим целостность, непротиворечивость данных и эффективное информационное взаимодействие подсистем, является центральная конфигурационная реляционная база данных КБД [1]. В ней содержатся сведения об иерархии объектов системы электроснабжения и данные о каждом из этих объектов в ракурсе каждой подсистемы.
В комплексной ИАСУЭ подсистема учета электроэнергии, выполняющая коммерческий и технический учет, контроль качества поступающей электроэнергии имеет трехуровневую структуру. Нижний уровень составляют электронные счетчики, микропроцессорные приборы измерения качества электроэнергии и сбора информации АРПН, объединенные на втором уровне в многоадресные коммуникационные сети и при помощи каналообразую-щей аппаратуры (модемы, радиомодемы, ретрансляторы) подключенные к верхнему уровню — серверу ИАСУЭ со специальным програмным обеспечением, с функциями
6ЦЦАРПН
Структура комплексной ИАСУЭ
сбора и обработки информации с контроллеров и мультиплексора.
Задача сканирования подсистемы учета в соответствии с описанием объекта и расписанием в КБД осуществляет периодическую доставку данных и их сохранение в реляционной базе данных учета БДУ. АРМ учета установлены на компьютерах, подключенных к серверу ИАСУЭ по вычислительной сети либо при помощи каналообразующего оборудования (например. АРМ, установленный в энергосбытовой организации) [3]. АРМ учета предполагает авторизованный доступ к данным с несколькими уровнями авторизации.
Подсистема мониторинга и управления микропроцессорного АРПН реализуется на базе высокопроизводительного современного программного обеспечения БСАОА общего назначения, при этом для реализации специфики задачи применены специально разработанные надстройки:
комплект моделей для всех типов основного оборудования (трансформаторы, линии, шины и т. п.), включающий ветви базы данных реального времени и соответ-
ствующие им анимированные графические элементы;
надстройки для подсистем тревог и архивации;
шаблоны отчетов; примеры экранных форм. Ядром системы выступает база данных реального времени (БДРВ). Задача сканирования обеспечивает двунаправленный обмен данными между базой данных и устройствами ввода-вывода. Время обновления данных для быстро изменяющихся параметров составляет доли секунды. Система имеет задачи сканирования как для стандартных протоколов (ОРС, DDE), так и специализированные — для обширной номенклатуры контроллеров ведущих производителей. Исторические данные, предназначенные для долговременного хранения, пересылаются в архивную реляционную базу данных диспетчерской системы БДД. Компьютеры с АРМ диспетчера соединяются с сервером системы автоматического регулирования напряжения по локальной вычислительной сети.
На основании настроек КБД программное обеспечение производит автоматичес-
кую генерацию файла для загрузки БДРВ в формате системы SCADA. При его загрузке из набора шаблонов создается реальная БДРВ с привязками задачи сканирования к указанным контроллерам [7]. Автоматически выполняется генерация рабочих экранов диспетчера с внесением на них соответствующих графических элементов.
Пакеты SCADA позволяют как загружать БДРВ полностью, так и подгружать отдельные ее ветви. Последнее наиболее удобно при развитии системы для добавления новых объектов.
Сервер ИАСУЭ может быть связан с удаленными серверами АСУ по средствам RadioEthernet, спутника и локальным вычислительным сетям (см. рисунок).
При комплексной автоматизации целесообразно применять мультиплексоры каналов данных, например, выпускаемые RAD Communications, Patton и другими ведущими производителями. Несколько линий связи с различными физическими и логическими протоколами объединяются в единый канал связи, на ответной стороне производится обратная операция — разделение. Общий канал связи при этом может иметь один из протоколов RS232, RS485, Ethernet, El, Т1. Для передачи данных по общему каналу от объекта к дис-
петчерскому пункту применяется канало-образующее оборудование — Ethernet радиомост, модем выделенной линии или другое, что определяется при проектировании системы.
Результаты исследований позволяют сделать следующие выводы:
1. Анализ работы устройств микропроцессорного АРПН и АНИС КУЭ показал возможность их интеграции в центрах питания электрических сетей.
2. Предложенные структура и алгоритм работы устройств создают предпосылки для функционирования системы АРПН в составе интегрированной автоматизированной системы управления энергоресурсами.
3. Разработанные структура комплексной ИАСУЭ и алгоритм информационного взаимодействия ее компонентов позволяют совместить в едином информационном пространстве каналообразуюшую аппаратуру, датчики, программное обеспечение, что снижает капиталовложения и эксплуатационные затраты на обслуживание систем.
4. Интеграция АИИС КУЭ и микропроцессорного АРПН обеспечивает повышение эффективности электрического хозяйства промышленных предприятий.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Гусаров В.А., Султанов Н.З. Управление потерями электроэнергии в центрах питания на основе учета интегрированной автоматизированной системы для контроля, учета и управления энергоресурсами // Разработки молодых специалистов в области электроэнергетики 2008: Сб. матер, третьей науч.-техн. конф. М.: ОАО "НТЦ электроэнергетики", 2008. С. 154-157.
2. Железко Ю.С. Компенсация реактивной мощности в сложных электрических системах. М.: Энергоиздат, 1981. 200 с.
3. Насыров P.P., Скорошинский A.A., Тульский В.Н. О целесообразности централизованного регулирования напряжения в распределительных сетях // Разработки молодых специалистов в области электроэнергетики 2008: Сб. матер, третьей науч.-техн. конф. М.: ОАО "НТЦ электроэнергетики", 2008. С. 76—79.
4. Методика по оценке эффективности применения трансформаторов с РПН и автоматического регулирования напряжения в замкнутых электрических сетях. РД 34.46.504-90 / Всесоюзный научно-исследовательский институт электроэнергетики (ВНИИЭ); Винницкий политехнический институт.
5. Ganim A.Z.. Golub L.L.. Grishin YA, Voitov O.N. A graph approach to determining the contribution factors of electric power supplies and losses // Modem Electric Power System: [Conference], Wroslaw, 2002.
6. Войтов O.H., Семенова JI.В., Челпанов А.В. Алгоритмы оценки потерь электроэнергии в электрической сети и их программная реализация // Электричество. 2005. № 10.
7. Булаев Ю.В., Табаков В.А., Еськин В.В. Комплексная автоматизация департамента энергоснабжения предприятия // Промышленная энергетика. 2001. № 2.
